凝析气藏
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是一种重要的能源资源，具有独特的气液变相态特性。
气液变相态渗流研究对于了解凝析气藏的开发利用、提高采收率及保障能源安全具有重要意义。
本文将围绕凝析气藏气液变相态渗流理论展开深入研究，为实际工程应用提供理论依据。
二、凝析气藏基本特性凝析气藏是指在地下高压高温环境下，烃类组分凝结为液体的气藏。
凝析气藏的主要特点是存在多相渗流，包括气体、轻质油和重质油等多种相态。
在储层条件下，由于温度和压力的变化，各相态之间会发生相互转化，导致渗流规律复杂多变。
三、气液变相态渗流理论基础在凝析气藏中，气液变相态渗流主要涉及以下几个方面：相态分布、多相渗流模型和传质过程等。
在理论研究过程中，我们需要充分考虑气体、液体的性质和流动特点，分析多相态间的转化关系以及其在不同储层条件下的分布特征。
在此基础上，我们提出了一种新型的气液变相态渗流模型，该模型能够更准确地描述凝析气藏的渗流规律。
四、模型建立与求解（一）模型建立针对凝析气藏的气液变相态渗流问题，我们建立了多相渗流模型。
该模型考虑了气体、轻质油和重质油等多种相态的分布和转化关系，以及储层条件对各相态的影响。
通过引入状态方程和物质守恒原理，我们建立了相应的数学模型。
（二）模型求解在模型求解过程中，我们采用了数值模拟方法。
通过对方程进行离散化处理，将其转化为易于求解的线性方程组。
在求解过程中，我们充分考虑了多相态的分布特征和转化关系，确保计算结果的准确性。
此外，我们还对求解过程中可能出现的问题进行了分析，并提出了相应的解决方案。
五、实验验证与结果分析（一）实验验证为了验证模型的准确性，我们进行了室内实验和现场试验。
室内实验主要针对不同储层条件下的凝析气藏进行模拟实验，以验证模型的适用性。
现场试验则通过收集实际生产数据与模型计算结果进行对比分析，以验证模型的可靠性。
（二）结果分析通过实验验证，我们发现所建立的多相渗流模型能够较好地描述凝析气藏的气液变相态渗流规律。
凝析气藏气井的开采
1.4 凝析气藏气井的开采
4、凝析气藏的基本特征
➢ 凝析气藏类型复杂 孔隙型砂岩储层居多,在碳酸岩裂缝孔隙性储层也有
➢ 凝析气的反转凝析和再蒸发现象 ➢ 凝析气藏埋藏深、温度高、压力高
我国凝析气藏埋深一般在：2000-5000m，地层压力25～56MPa， 温度70～100℃ ➢ 富含腐蚀性流体：H2S，CO2 ➢ 产出“四低一高”的凝析油 低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡，高馏分
>600 250～600 100～250 50～100
1.4 凝析气藏气井的开采
3、凝析油
➢ 主要成分： C5～C8烃类，又叫轻质油 ➢ 颜色：淡黄色半透明状液体 ➢ 用途：炼油、乙烯、苯、甲苯等原料 ➢ 分布：我国凝析油主要分布在新疆油田、中原
油田、东海油田等，尤其新疆的塔里木油田， 凝析油储量占全国总储量的80%。
引自《油层物理》第一章第3小 节，烃类相图特征
开采指导：确保地层压力 始终高于上露点压力！
1.4 凝析气藏气井的开采
2、凝析气藏的分类
按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气 藏，如下表所示。
类型
特高含凝析油凝析气藏 高含凝析油凝析气藏 中含凝析油凝析气藏 低含凝析油凝析气藏
凝析油含量，g/m3
1.4 凝析气藏气井的开采
6、凝析气藏气井的开采
2）保持压力开采 定义：利用注入剂驱替，并保持地层压力，避免地层中的反凝析。 类型：
➢ 循环注干气 ➢ 注氮气 ➢ 注二氧化碳（不推荐使用）
藏
般为几十MPa
凝析油1m3
凝析～反常凝析
1.4 凝析气藏气井的开采
5、凝析气藏气井生产时现象分析
1.4 凝析气藏气井的开采
凝析气藏开发ppt课件
(2)按圈闭特点分类：分为构造型、地层型、岩性圈闭型和混
合型。
(3)按气水关系和驱动条件分类：分为边水型、底水型、无
边水或底水型。
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13
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏分类
2. 按流体分布情况分类 ：
(1)不带油环的凝析气藏。 (2)带油环的凝析气藏，但油环不具有工业价值。 (3)带油环的凝析气藏，油环具有工业价值。 (4)凝析气顶油藏。油藏的地下体积大于气顶的地下体积。
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4
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
油气藏按流体性质分类可以分为：黑油油藏、挥发油油
藏、凝析气藏、湿气气藏和干气气藏。因此，首先应该识
别凝析气藏与这些类型的油气藏的不同之点。 根据它们的
气油比进行判断：
油气藏类型 黑油 挥发油 凝析气 湿气 干气
气油比（m3/m3） 0356.2
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7
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
除上述特征外，凝析气藏在原始地层条件下， 为单相气相状态，生产后在地面可以同时 产出 天然气和凝析油。而凝析油一般为无色或浅黄、 黄褐色、相对密度为0.72--0.80左右。综合上 述特点即可对凝析气藏加以正确地判断。
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8
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
3. 按凝析油含量分类
由于各国的凝析气田储量及开发情况，以及外采工艺技术水平不 同，各国的分类标准也不尽相同。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏分类
3. 按凝析油含量分类
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凝析气藏的开发
凝析气藏开发_简介
富气指脱了凝析油后富含C3-C4组分的C1混合物 。 ⑤ 甲醇前置段塞+干气处理凝析气井近井地带
二、开发特征
（2）凝析气藏开发中、后期多种保持压力开发技术
① 注气开发技术 有四种注气保持压力技术很有新意 a.凝析气藏开发中后期低于最大凝析压力下的注气开发
二、开发特征
▪ 8）再就提高气井产量和保持压力开发的两项关 键技术展开说明
（1）凝析气井增产技术 ① 注干气（C1为主）单井吞吐 a.地层压力低于最大凝析压力 b.主要的增产机理是把凝析油挤向地层深处，清扫
近井地带
二、开发特征
② CO2处理凝析气井近井地带 乌克兰季莫菲也夫凝析气田处理后产量提高了0.3-0.5
低含凝析油的凝析气藏： 5000 m3/m3<GOR<18000 m3/m3 45g/m3<CN<150g/m3
中等含凝析油的凝析气藏：2500 m3/m3<GOR<5000 m3/m3 150g/m3<CN<290g/m3
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 高含凝析油凝析气藏： 1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
谢谢！
技术 b.以储气库方式后期开发凝析气藏 c.后期注N2开发部分水淹的凝析气藏 d.气水交替注入开发凝析气藏
二、开发特征
② 注水开发技术 a. 屏障注水 b. 水气交替注入 c. 直接注水
三、反凝析
凝析气藏反凝析可以引起储层气相渗流特征严重劣化 凝析气藏－井底压力大于露点压力凝凝析气析 Nhomakorabea气
井
单相区
三、反凝析
▪ 3）要千方百计地提高中间烃（C2—C6）和凝析油（C7+) 的地面回收率 。
浅析凝析气藏的开发特征及技术措施
地层边底水不活跃
●地层边底水的含水量是影响凝析气藏开发的重要因素之一
●地层边底水的压力变化对凝析气藏的开发也有一定影响
●地层边底水的温度变化可能也会对凝析气藏的开发产生影响
地层边底水不活跃
●地层边底水的不活跃性会增加凝析气藏的开发难度
●底层边底水的不活跃性会导致开发成本的增加
●底层边底水的不活跃性会影响到凝析气藏的产量
含凝析油较多
●凝析气藏与凝析油藏的区别：1、凝析气藏与凝析油藏在含油量 上有所不同，2、凝析气藏与凝析油藏的开发方式有所不同。
●凝析气藏中含凝析油的特点：1、凝析气藏中含有一定量的凝析 油，2、凝析气藏中的凝析油可以提供额外收益，3、凝析气藏 含凝析油会对开发产生影响。
含凝析油较多
● 凝析气藏的开发需要考虑凝析油的处理方式，可以采用凝析油回注技术， 需要合理的处理凝析油资源。
浅析凝析气藏的开发特征 及技术措施
凝析气藏
凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地 下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压 力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油， 这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏相态变化存在一定的特殊性, 比 一般的气藏资源更加复杂, 其含有凝析油的特点决定了特殊的开发 特征, 要求运用特殊开发方式进行开发, 特别是要结合气藏资源的 天然气、凝析油和原油性质特点以及整体开发特征, 科学选择开发 方式, 提升整体油气采收率。
●凝析气藏开发中, 纯凝析气藏多采用衰竭式开发、保持压力开发等方式, 而 带有油环的凝汽气藏可先对气藏进行衰竭式开发, 对油环暂时不动;也可以 同步开发油气藏;还可以先进行油环开发, 对凝析气区域进行保压。对岩性、 构造双重控制下的凝析气藏, 原始凝析油含量多在400克/立方米以上, 存在 较多油环和原油资源。作为凝析气藏开发最常用的方式, 衰竭式开发中气 藏所处地层压力不断下降,井筒流体受压降后反凝析作用会析出原油, 进一 步加快了压降进程, 造成采收率下降。因此, 对该类气藏资源的开发要特别 注意生产压差的控制。
13第十三章-凝析气井试井分析
(
)
凝析气井试井分析方法
复合气藏模型（压恢） 复合气藏模型（压恢）
q RT 1 C K∆t ψ (∆t) −ψ (0) = 2 KhM 2 ln Φ µc r C
m 1 2 i spb spb gi
凝析气井试井分析方法
两相拟压力方法
压 力 恢 复 试 井
4.2415×10−3 qt RT t p + ∆t ∆ψ2 pws =ψ2 p (P) −ψ2 p (P ) = lg i ws Kh ∆t
K= 4.2415×10−3 qt,mol RT mh
S' =1.151(
Ψ p (P 1) − Ψ p (P ) ws wf 2 2 m
单相气体拟压力方法
p
ρ ψsp = ∫p µ dP
r
ψ
µ
ψ
内 区
∂ψ ∂
外 区
ψ ψ
ψ ψ
1 ∂ ∂ sp Φ i cgi ∂ sp r = r ∂r ∂r K ∂t sp 2πhK =q m r r= rw (r →∞,t) = spi sp sp (r, t = 0) = spi
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
两相表皮系数： 两相表皮系数：
pdew 2 p 2pkrg L kh S2 p = −3 ∫p µg zg − µg zg V +1dp 3.684×10 qt,mol RT
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
单相气体拟压力方法
1 λ tp S + 0.80907 + + −1ln 2 Krg Krg rw w
凝析油 凝析气
凝析油和凝析气是石油和天然气在高温高压条件下形成的混合物。
凝析油是指从凝析气藏中采出的轻质油，可以在地下以气相存在。
凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种特殊油气藏，具有相态复杂、流动特征难以预测等特征。
在开发过程中，地层压力不断降低，气相中的重烃会发生相态变化，在地层中析出凝析油，形成气液两相。
凝析气的开采方式与干气藏开发方式有很大区别。
对于凝析气藏来说，除了把地下天然气采出来之外，还要防止在地层压力下降时出现凝析油析出从而导致损失。
因此，根据凝析气藏中凝析油的含量及经济性，其开发方式主要有两种：衰竭开发和保持地层压力开发。
对于天然气中凝析油含量低的凝析气藏，从经济的角度来看，衰竭开发费用较低，是可取的。
保持地层压力开发是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是针对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可以达到原始凝析油储量的30%-60%。
凝析气藏的形成
2、双组分烃类物系相图
气液两相共存的最高温度 K1和最高压力B1，分别称为临 界凝析温度和临界凝析压力。
（105Pa）
液相
临界点K为泡点线（DB1曲
线）与露点线（BK1曲线）的 交点。已经不再是两相共存的 最高温度或压力。 K1为临界凝结温度（最高 临界温度），代表气液两相并 存的最高温度
粘度、表面张力等。
纯物质临界点也是气液两相共存的最高温、压点。 临界温度：临界点C的温度——纯物质能液化的最 高温度。即液体能维持液相的最高温度。当T﹥TC时，
无论再加多大压力，该物质也不液化。
临界压力：临界点C的压力——临界温度时纯物质 的气体液化所需的最低压力。
表： 若干物质的临界参数
物质名称 临界温度 临界压力 物质名称 临界温度 临界压力 (℃) (atm) (℃) (atm)
K点：临界点，该点的 T、 临界点 P即为临界温度和 临界温度 临界 压力。该 T以上，气体 压力 在任何P下都不能液化。
71.1℃的P-V曲线： （1）随P ↑，V丙烷 ↓ ； （2）过A点后，V丙烷 继续↓ ，但P保持不变；
（3）过B点后，即使 加极大压力，V也不变。 87.8℃的P-V曲线：
198.0 187.8 280.0 234.7 267.0 296.7 346.3 369.4 390.6
33.3 32.9 40.0 29.9 27.0 24.6 21.2 19.0 18.5
71.1℃时： 丙烷被压缩到A开始 液化；气体量↓，液体 量↑，V丙烷逐渐↓； 到B点时，气体全部 液化，因液体压缩性小， 故加极大P，V也不变。 从A到B：液相与气 相共存。 相共存 P没变，表明 在一定T下，液体有一 定的饱和蒸气压。T ↑， 液体饱和蒸气↑。
凝析气藏gas condensate reservoir资料
1.2凝析气藏 的开发特征
2.国内外 研究现状
2.国内外研究现状
2.国内外 研究现状
凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地 位，据不完全统计，地质储量超过1万亿方的巨型 气田中凝析气田占68%，储量超过1千亿方的大型气 田中则占56%，世上富含凝析气田的国家为前苏联、 美国和加拿大，他们有丰富的开发凝析气田的经验， 早在30年代，美国已经开始回注干气保持压力开发 凝析气田，80年代又发展注N2技术，前苏联主要采 用衰竭式开发方式，采用各种屏降注水方式开发凝 析气顶油藏。70年代已开始注气，目前在北海地区， 也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田的。
凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。 虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下 以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油 相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常 常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、 干气藏）在开采过程中很少产凝析油。
1.2凝析气藏 的开发特征
1.衰竭式开发会产生反凝析损失。在凝析气藏开发过 程中，储层油气体系在地下和地面都会发生反凝析 现象，气井既产气又产凝析油。
Gas Condensate Reservoir
船舶与海洋工程
2013.4.2
EGR 生产特征 机理及展望 国内外 及开发机理 研究现状 定义及 开发特征
1.定义及 开发特征
1.1凝析气藏的定义 1.2凝析气藏的开发特征
6.凝析气藏及非常规气藏资料
33.5
环己烷 280.0
40.0
硫化氢 100.4
88.9 正己烷 234.7
29.9
甲烷
-82.1
45.8 正庚烷 267.0
27.0
乙烷
32.3
48.2 正辛烷 296.7
24.6
丙烷
96.8
42.0 正癸烷 346.3
21.2
正丁烷 152.0
36.0 正十一烷 369.4
19.0
异丁烷 134.9
在一定温度、压力范围内，存在逆蒸发和逆凝结现象， 使一部分液态烃反溶于气相形成单一气相。
在地下烃体系呈气相，在地面同时有气和凝析油产出。 并不是地下所有气体采到地面都变成了凝析油。
凝析气藏的形成条件： 烃类物系中气体数量多于液体数量,才能为液相反溶于气
相创造有利条件； 地层埋藏较深，地层温度介于烃类物系的临界温度与凝析
临界温度），代表气液两相并 无论温度多高，体系也不能液化
存的最高温度
的压力。
等温加压情况下： A→B→1→2→E，在A 点物质为气相，加压至 B 点，开始出液滴（露 点），压力继续增加至 1点，液体数量逐渐增 大；但从1到2 点，加 压反而使液体逐渐减少， 气相增多，至2 点物质 全部气化。由1→2，等 温增压出现气化特征， 称为逆蒸发；由2→1， 等温减压出现液化特征， 称为逆凝结。
气相 （℃）
逆凝结和逆蒸发现象出现于临界点与临界凝析温度点和 临界凝析压力点之间，常称之为“逆行区” 。这是凝析 气藏形成的基本原因。
3、多组分烃类物系的相态与凝析气藏的形成
存液相
凝析气
气液双相
存气相 正
（18.7MPa）
等 常温
（15.5MPa）
凝析气藏3
b、等时试井和修正的等时试井
等时试井每一个工作制度的生产时间都 一样长，关井时要等到压力恢复到原始 地层压力（图3－15 ），这样可能需要的 时间比较长；
b、等时试井和修正的等时试井
等时试井每一个工作制度的生产时间都一样长， 关井时要等到压力恢复到原始地层压力（图3－15 ）， 这样可能需要的时间比较长；
3.2.2 油气藏PVT样品的检查
实验室在接受流体样品之前，检查样品 是否合格。主要看取样条件和运输条件 是否合乎要求。
3.2.1 实验室的分析与化验
1ห้องสมุดไป่ตู้等组分膨胀实验
等组分膨胀实验的基本原理是保持流 体组分不变的情况下，用退汞的方法， 使容器内压力下降，流体体积膨胀，溶 解气或凝析液逸出。然后在不同压力下 测量气液两相的体积变化、泡点压力、 露点压力、原油的粘度、液体密度、排 出气体的相对密度和体积系数等（图3 －3）。
修正的等时试井不要求每次关井压力恢复 到原始地层压力值,而要求每次开井和关井 的时间一样长（图3－16 ）。
c、一点法求无阻流量:
第一个方程： QAOF＝Q /（1.8--0.8pD2）------------------------(3--8) 式中pD――无因次压力， pD＝（pe2－pwf 2）/ pe2--------------------------(3—9) 第二个方程: QAOF＝6Q /((1+48 pD)2-1)------------------------(3--10) 第三个方程： QAOF＝Q /1.034pD0.6594---------------------------(3--11) 一点法不够准确，一般只作参考,评价阶段用的较多.以上 三种方法，二项式最好，指数式次之，一点法居三。
第4章 凝析气藏开发总结
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特点
1) 地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力(最大凝析压力)区 间内，会有一部分凝析油在储集层中析出，并滞留在储集层岩石孔隙表面而造成 损失。凝析油气体系的相态和组分组成都会随压力、温度改变而变化，而且，多 孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会 对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作 用。
气油比m3/m3 ＜35
35～125 125～350 350～625 625～1425 1425～12467 ＞10686
油罐油密度g/cm3 ＞0.966
0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802
＜0.780 ＜0.739
油气藏类型 重质油藏
普通黑油油藏 黑油油藏与挥发性油藏过渡带
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 近井区高速流动效应影响分析
P,MPa 0
初始露点压力
So
0
近井区域特征
rd
r,m
压力分布
rd
r,m
凝析油饱和度分布
较低的压力；高的凝析油饱和度； 高界面张力；高流速。
Ωg =
G= A
0.01hφ S gi
Bgi
（4－2）
单储系数（108m3/km2.m)
SG=F
G= Ah
0.01φ S=gi
Bgi
0.01φ Ssi
Tsc pi pscTZi
（4－3）
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.2 容积法计算储量
采油气工程中凝析气藏的开发技术分析
采油气工程中凝析气藏的开发技术分析摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。
凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。
在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。
凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。
虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。
对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。
关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施1、凝析气藏开发井的参数设计1.1井网井距凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。
对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。
模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。
就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。
凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。
模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。
虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。
因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。
技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。
凝析气藏反凝析伤害评价及解除方法案例
一、背景介绍凝析气藏是一种特殊的天然气储层类型，是指在一定的温度和压力条件下，天然气中的一部分水汽随着天然气分离出来，形成水相和气相共存的储层。
凝析气藏由于其特殊的地质构造和气体特性，开发过程中容易产生凝析现象。
二、凝析气藏反凝析伤害评价1. 形成原因由于凝析气藏中的天然气在采出过程中由于压力的减小和温度的降低，使得原来溶解在天然气中的液态成分开始逸出，逸出的液态成分在管道中会逐渐凝析形成水相。
2. 伤害评价凝析现象的发生会导致管道内液态水的积聚，增加了管道内的流体阻力，降低了输送效率，并且在特殊情况下会导致管道的堵塞，严重影响产气系统的正常运行。
凝析现象还会损坏管道和设备，增加了维护成本，降低了设备的使用寿命。
3. 解除方法a. 增加输送温度和压力，减少凝析发生的可能性；b. 通过化学方法改变液态成分的性质，减小凝析点，避免液态成分的凝析；c. 采用隔离和分离设备，及时将液态水与气态分离，避免凝析现象的产生。
三、凝析气藏反凝析伤害解除方法案例1. 某油田凝析气藏开发中出现了严重的凝析现象，导致气体输送量锐减，管道出现堵塞现象。
经过调查发现，主要是因为管道温度过低和气体压力不足导致了凝析现象的发生。
2. 针对该情况，油田采取了以下措施：a. 对管道进行加热处理，增加管道的温度，减少凝析现象的发生；b. 调整生产工艺，增加天然气的压力，防止凝析现象的发生；c. 对已经凝析的水相进行隔离和分离处理，恢复管道的正常运行。
3. 经过以上措施的实施，油田成功解除了凝析现象的伤害，恢复了正常的气体输送量，有效提高了气田的产能和效益。
四、结论凝析气藏反凝析伤害评价和解除方法是凝析气藏开发过程中十分重要的环节，对于避免或解除凝析现象的伤害，保障气田的正常运行和产量稳定具有重要意义。
在实际操作中，针对不同的情况，需要采取相应的措施，及时有效地解除凝析伤害，确保气田的稳定运行和高效开发。
五、凝析气藏反凝析伤害预防措施1. 持续监测和控制气体温度和压力，以确保在允许范围内；2. 定期对管道进行检修和保养，防止管道温度过低和气体压力不足；3. 建立完善的生产工艺管理制度，对凝析现象进行及时预警和处理；4. 采用先进的化学处理技术，调整液态成分的性质，提高凝析点，减小凝析现象的发生。
7组--凝析气藏
两类凝析气藏
温度、压力
生成
运移
聚集
成藏
原生凝析气藏是指有机质演化直接生成的为凝析 气相, 并且以凝析气相运移进入圈闭中聚集成藏, 凝析气是在生油层中就生成了，后期没有相态变 化。此时, 圈闭必须满足地层温度介于临界温度 和临界凝析温度之间, 地层压力大于该烃体系在 该温度下的露点压力。 如:塔里木盆地库车前陆和塔西南坳陷
构造条件--多期生烃、多期成藏 （1）构造运动使地层压力迅速上升，从而使油溶 解在压缩气中形成凝析气藏；
（2）由构造产生的断层作用，使低熟油与低温 生物降解气混合而形成“低熟凝析油气”。
保存条件：
封盖条件包括物性封闭、烃浓度封闭、超压封闭 和水合物封闭等。 塔里木盆地总共发育5套区域盖层，分别是：塔 东北中、下侏罗纪煤系地层；满加尔凹陷、巴楚 地区石炭系膏岩-泥岩层；塔北、塔中中—上奥陶 系泥岩层和塔西南中上寒武系膏岩层。 这些多套区域盖层非常有利于多套源岩生成凝析 气的保存。
2.塔里木盆地凝析气形成 周兴熙、李绍基、陈义才等(中国石油天然气总公司 石油勘探开发科学研究院) (西南石油学院) 3.塔里木盆地凝析气藏形成的地质-地球化学条件 陈义才、杨宝星、李延军、 郭秀英（成都理工大学石油系，西南石油学院，四川南充） 中图分类号： TE112.1文献标识码：A 4.塔里木盆地凝析气藏的成藏条件探析 张吉、张烈辉、周守信、徐春梅 （西
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T m -- 临界凝析温度 T c --临界温度
p m -- 露点压力
p f -- 地层压力 T f -- 地层温度 a1 -- 凝析气藏 a2 -- 带油环的凝析气藏 a3 -- 带凝析气顶的油藏 a4 --带气顶的油藏
随着凝析气向上部圈闭运移, 地层的温度和压力都会降低, 当压力逐渐接近该烃体系的露点压力时, 凝析油开始析出, 此时形成带油环的凝析气藏( a2) ; 凝析气继续向上运移, 进入两相区, 地层压力小于该烃体 系的露点压力, 凝析气分离为气液两相进入上部圈闭, 聚 集成为带凝析气顶的油藏( a3) ; 凝析气向更浅的圈闭运移, 地层压力小于该烃体系的露点 压力, 地层温度小于烃体系临界温度, 则油相进入上部圈 闭, 形成带气顶的正常油藏( a4)
凝析气藏开发 简介
一、地质特征
3、凝析气井采出井流物组成分布特征
凝析油的凝固点一般<11℃ ； 凝析油的初馏点一般<80℃，而且小于200℃ 的馏分含量>45%； 含蜡量一般<1.0%； 胶质沥青质含量一般<8%；
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 按气油比和天然气中的凝析油含量，国际上较多的是按 以下标准来划分不同类型的凝析气藏：
低含凝析油的凝析气藏： 5000 m3/m3<GOR<18000 m3/m3
45g/m3<CN<150g/m3 中等含凝析油的凝析气藏：2500 m3/m3<GOR<5000 m3/m3
150g/m3<CN<290g/m3
一、地质特征
4、凝析气藏的分类
高含凝析油凝析气藏：
1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
凝析气藏开发
海工三、高压、高温 大多数凝析气藏的的埋藏深度大于1500米，压力范围 在21～42MPa之间，温度在93～204℃之间 2、超临界态气态烃含量占优势
凝析气藏地层烃类流体组分中90％（体积百分比或摩尔 百分比）以上为甲烷、乙烷和丙烷。在高温、高压下， 处于超临界状态的甲烷、乙烷和丙烷等气态烃组分对一 定数量的液态烃产生萃取抽提，使之溶解在气体中，从 而形成凝析气藏。
3）相当部分凝析气藏凝析油含量中偏低，处于保 持压力开发的经济边缘，多用衰竭式开发，凝析油 采收率很低，仅20%，低于注水开发原油采收率， 地层压力降到Pd以下时在近井带积聚凝析油，影响 到气井产能，开发中、后期如何克服反凝析液阻塞、 提高单井产量和探索提高凝析油采收率问题已成为
四、提高凝析气藏采收率
复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求 也高。
凝析气藏
变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直 接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下 游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发 凝析气藏。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征
3.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相 态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点 和难点。 4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含 蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 8.到2004年底，中国石油已探明凝析气地质储 量3825×108m3,占总储量13.1%。凝析油地质储
量1.15×108t。共18个大中型凝析气田投入开发，
牙哈、柯克亚和大港大张沱实行或实行过注气开
发。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 9.针对凝析气藏地质、开发特点，在凝析气藏开 发上应特别注意：
1）准确取样和凝析气PVT相态分析评价是凝析气藏开 发的基础，必须不失时机地在凝析气井投入开采时就要 取得合格的样品，必须相应地发展一套先进适用的油气 取样和实验分析技术。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征
2）对于高含凝析油的凝析气藏（含量超过600g/m3 以 上），要考虑保持压力开发和注入工作介质（烃类富气、 干气、N2、CO2以及特定条件下的气水交替和注水等）优 选的技术经济可行性论证。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征
7）衰竭式开发凝析气藏除发展上述有类同的技
术外，还特别要注意介决以下问题：
① 油气取样方法和工具的改进，以及油气相态实 验分析技术的拓展； ② 近井带凝析油析出和对气井产能影响机理及防 治方法研究； ③ 凝析气井的产能和动态分析研究；
凝析气藏的开发方式
凝析气藏的开发方式1.引言1.1 概述凝析气藏是一种特殊的油气藏，具有高含凝析油和气的特点。
它是在地下形成的一种含有大量气体和液体的油气储层，在地面条件下，由于温度和压力的改变，其中的液体组分会发生相态变化，从而产生凝析油。
凝析气藏的开发方式是指通过各种技术手段和工程方法，将地下的凝析气藏资源充分开发和利用。
凝析气藏的开发方式通常包括几个关键步骤。
首先是对凝析气藏进行详细的地质勘探工作，了解储层的性质和特点，确定气藏的分布范围和储量。
接下来是进行开发方案的设计，包括井网布置、钻井和完井工艺等。
在钻井过程中，需要考虑气藏中高含硫和高含CO2的特点，选择适当的钻井液和完井液，以确保井筒的完整性和生产效果。
凝析气藏的开发方式还涉及到生产工艺的选择和优化。
由于凝析气藏产出的气体中含有大量的液态组分，对于气液两相流体的处理和分离是必要的。
常用的处理方法包括采用低温低压工艺、采用循环蒸馏和使用多级分离器等。
此外，还需要考虑液态组分的回注和再压缩，以提高凝析气藏的产能和经济效益。
综上所述，凝析气藏的开发方式是一个复杂的过程，需要综合考虑地质、工程和生产等多个因素。
正确选择和优化开发方式，能够有效地提高凝析气藏的开采效率和经济效益，对于能源的开发和利用具有重要意义。
随着技术的不断发展和创新，相信未来凝析气藏开发方式将会得到进一步的完善和提升。
1.2文章结构文章结构部分的内容可以如下编写：1.2 文章结构本文主要分为引言、正文和结论三个部分。
具体内容如下：1. 引言部分包括概述、文章结构和目的三个小节。
在概述中，将简要介绍凝析气藏的背景和意义，引起读者对凝析气藏开发方式的关注。
同时，可以提出凝析气藏开发方式的重要性，为接下来的内容做出铺垫。
在文章结构中，我们将详细说明本文的整体结构和各部分的内容。
本文分为引言、正文和结论三个部分。
引言部分将对凝析气藏的概述、文章结构和目的进行介绍。
正文部分将重点讨论凝析气藏的定义和特点，以及凝析气藏的开发方式。
凝析气藏的开发机理ppt课件
凝析气藏开发的重要性
凝析气藏是我国重要的天然气资源， 其开发对于保障国家能源安全、促进 经济发展和改善环境质量具有重要意 义。
随着国内能源需求的不断增长，凝析 气藏的开发对于优化能源结构、提高 清洁能源比重、降低对传统化石能源 的依赖具有重要作用。
凝析气藏的开发机理
• 引言 • 凝析气藏的形成与分布 • 凝析气藏的开发机理 • 开发策略与技术应用 • 实例分析 • 未来研究方向与展望
01
引言
凝析气藏的定义与特性
凝析气藏是一种特殊类型的天然气藏，主要特征是地层压力随着气藏的开采而逐 渐降低，导致气藏中的天然气从液态逐渐析出，形成凝析油和干气。
要方向，包括提高天然气净化处理效率、降低温室气体排放等方面。
03
水平井和多分支井技术
水平井和多分支井技术是提高凝析气藏采收率的有效手段，研究水平井
和多分支井的设计与优化技术，提高开发效果。
对未来研究的建议和展望
加强基础理论研究
01
深入开展凝析气藏开发机理的基础理论研究，为实际开发提供
理论支撑。
加强技术创新研究
热力学特性
凝析气藏的热力学特性包括温度、压力、组分和相态等，这些特性对开发效果和采收率有重要影响。
渗流规律与动态分析
渗流规律
凝析气藏在开发过程中的渗流规律与常规气藏有所不同，需要考虑相变对渗流的影响，如气液两相的相对渗透率 变化等。
动态分析
对凝析气藏进行动态分析是开发过程中的重要环节，包括产能分析、采收率评估和生产动态预测等，有助于优化 开发方案和提高采收率。
02
凝析气藏的形成与分布
形成过程
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预计泰国的凝析油需求将由2003 年的11.8 万桶/ 日增至2008 年的23.4 万桶/ 日和2013年的33.7 万桶/ 日。其中由凝析油分离 装置加工的将由2003 年的7.0 万桶/ 日增至2008 年的17.0 万桶/ 日和2013 年的24.0万桶/ 日,其余的将送往石化厂和炼厂。中国 的凝析油需求预计将由2003 年的5.9 万桶/ 日增至2008 年的 22.4 万桶/ 日和2013年的27.0 万桶/ 日。 预计在今后几年, 还会有一些供应凝析油的装置投产, 产量将 不断增加。凝析油与非炼厂来源的液化石油气和石脑油增加,将 使中东地区油品逐渐轻质化,使得液化石油气、石脑油和汽油占 油品的份额将继续增加, 至2007 年将超过50%以上; 同期, 燃料 油、沥青和润滑油等产品的份额将会下降, 而中馏分油则基本保 持不变。
从上世纪末开始, 中国石油天然气集团公司将“凝 析油气田开采新技术研究”列为“九五”重点科技攻 关项目, 随后科技部将其列为国家“ 十五”重点科技 攻关项目。据悉, 近10 年的研发已创新5 项关键技术, 其中一体化的高压集气、处理及注气系统设计技术、 高压循环注气技术、复杂地层条件钻井技术已达到国 际领先水平。我国利用这一项目的研究成果, 塔里木凝 析气田在国内首次实现高压循环注气开发, 取得很好的 效益。目前已开发牙哈、桑吉、柯克亚等凝析气藏11 个,形成3 个凝析气田群, 可年产凝析油118 万吨, 年产 天然气29 亿立方米。与美国、俄罗斯等循环注气项目 相比较, 牙哈凝析气田开发技术指标处于国际领先水平。
目前波斯湾地区已有大量凝析油分离装置能力投产, 预计 到2008 年将有更多能力开工。究其原因, 主要是因为: 首先, 该地区的许多国家积极推进天然气资源的开发, 而凝析油分 离有助于处理来自新建天然气加工装置的多余液体; 其次, 这 类装置投资较少, 并能快速建成; 第三, 将凝析油分离与现有 的炼厂整合, 立即提高轻、中馏分的产量而不需投资燃料油 裂化产能。波斯湾地区2004 年凝析油加工能力为123 万桶/ 日, 2008 年将增至176 万桶/ 日, 2011 年将增至300 万桶/ 日。 这将使苏伊士以东地区占世界凝析油加工能力的比例从2004 年的约60%增至2011 年的70%以上。亚太地区的凝析油分离 装置能力也将增加, 部分是因为分离装置可生产大量石化原 料和汽油。沙特和伊朗希望利用分离装置帮助满足快速增长 的国内运输燃料需求( 包括汽油和柴油) 。凝析油分离装置将 成为炼厂的一个很大的组成部分。
（二） 中东及亚太地区的凝析油产量与供需
中东及亚太地区是世界凝析油的主要生产和消费地区。 近年来, 中东地区凝析油产量不断提高, 成为凝析油的主要生 产基地。其中波斯湾地区凝析油产量增长最快, 特别是在沙特、 卡塔尔和伊朗; 亚太地区的主要生产地则在澳大利亚、印度尼 西亚、马来西亚、泰国等国家。中东及亚太地区凝析油产量 预测见表2。
（二）作为乙烯原料
随着国民经济的不断发展和人民生活质量的日益提 高, 人们的生活中需要大量的乙烯系列产品, 从而要求 乙烯工业要有相应的发展。根据国民经济国内生产总值 GDP 的增长速度, 预测2015年乙烯求量为2500 万吨, 2020年接近4000 万吨。
据有关部门预测, 2006 年以后, 世界石脑油资源将 出现短缺。受石脑油资源供应紧张的影响,未来乙烯裂 解原料中石脑油的比重将有所下降, 乙烷、LPG 和中 间馏分油所占比重将略有上升。凝低、产率高的优势。 如澳大利亚的LAMINARIA、印度尼西亚的BONTANG、 BRC 石蜡基凝析油等裂解性能较好。如果全馏分凝析 油不适合作裂解原料, 可切割取出一定的轻馏分作为 裂解原料, 余下的组分是很好的柴油馏分。这将大大 降低生产成本。中海油壳牌惠州项目的原料采用的就 是石脑油和凝析油结合的方式。 此外, 凝析油还是管式炉裂解制取乙烯的良好原料, 也可经蒸汽转化制取合成气或氢气。凝析油经加工亦 可制得轻质液体燃料。
我国的凝析油资源状况及利用情况
（一）我国的凝析油资源状况
目前国内凝析油的产地主要有新疆油田、中原油 田、东海油田等, 尤其我国新疆的塔里木油田,凝析油 藏量占全国的80%。据专家分析, 新疆塔里木油田的 凝析油的质轻, K 值高, 烷基性强, 工业优化试验乙烯 收率可达34.35%, 丙烷收率18.15%。目前该油田的凝 析油已引起国内乙烯界的密切关注。
（三）凝析油芳构化
凝析油芳构化是指以凝析油为原料, 经过芳构化, 分离后生产苯、甲苯、二甲苯的工艺过程。凝析油芳 构化是一个极其复杂的过程, 中间有许多步骤, 包括裂 解、脱氢、烯烃齐聚、环化、六员化和脱氢等。凝析 油原料烃类组成很多, 但大部分在C5 和C9 之间。由于 在尾气中我们发现甲烷、乙烷和丙烷占大部分, 而烯烃 成分有但是很少, 说明烯烃的出现和转化是芳构化的关 键。并且在微反试验中发现, 无论什么烯烃在反应过程 中收率具有极大值, 意味着这些化合物都经历了二次反 应, 即齐聚等反应。
目前我国炼油厂加工凝析油的主要方式大致有如下 两种:(1)与较重的原油掺炼生产石脑油为化工装置提供 原料。可与中间基原油和胜利油、卡宾达原油掺炼, 生 适合芳烃的重整料, 或与石蜡基原油如尼罗油掺炼生产 适合乙烯的裂解料。(2) 作为裂解料直接进乙烯装置裂 解, 如BONTING 凝析油, 扬子石化、金山石化都具备 直接进乙烯裂解的能力。
据报道, 在新疆呼图壁县曾建成一套加工2 万吨/ 年凝析 油生产混合芳烃( BTX) 的工业示范装置。该项目是中国科 学院原新疆化学研究所历时8 年的研究成果。此项目是在 1995 年“西部之光”项目“轻烃的综合利用加工”课题研 究的基础之上不断发展而来的, 其间历经1996 年的自治区重 点科技项目计划“ 万吨级凝析油生产BTX 工业性示范装 置”、1998 年的国家重点工业试验项目“年加工两万吨凝 析油生产BTX 工业性示范装置”几个发展阶段, 直至现在新 疆鸿新石油化工有限公司的成立, 终于走出了一条完整的产 业化之路。小课题可以带动大项目,目前多套正式的工业化 装置正在酝酿实施之中。例如在凝析油最为丰富的库车县, 2006 年底就在酝酿筹建60 万吨芳构化项目, 据说选址在库 车县化工园区内。项目建设主要内容: 建设60 万吨芳构化装 置, 年用凝析油60 万吨, 生产芳烃产品( 苯、甲苯、二甲苯) 30万～40 万吨。大型化的凝析油芳构化装置计划实施后, 必 将有力地促进资源优势向经济优势的高效转化。
凝析油的产量随天然气产量的增加而增加, 世界 凝析油产量已从1995 年的180 万桶/ 日增至2000 年 的250 万桶/ 日和2005 年的280 万桶/ 日。其中, 中 东凝析油产量由1995年的20 万桶/ 日增加到2005 年 的62 万桶/ 日; 亚太地区凝析油产量从1995 年的30 万桶/ 日增至2005 年的59 万桶/ 日。面对困难重重 的销售市场, 凝析油生产者有三个解决办法: 一是将 凝析油与原油混合出售; 二是采用特制的蒸馏分离装 置加工凝析油; 三是寻求新的销路, 如石化工业和电 力部门。
（二）我国的凝析油开采技术的开发
凝析油的开采与普通石油、天然气的开采不一样。 如采用常规办法, 开采时会导致压力下降,气体溶解油的能 力降低, 凝析油析出, 吸附在岩石表面, 难以采出。要想提 高凝析油的采收率, 最有效的办法是循环注气, 就是将凝 析气采到地面后分离出凝析油和轻烃液化气, 然后重新将 不含凝析油的天然气压缩增压后注入地下, 使凝析油一直 溶解在地下气体中随气体采出。
从资源量来说, 目前我国的凝析油气开发才刚起步。但 可以预见的是, 凝析油气一旦进入大规模开采阶段, 将为全 国特别是新疆炼化产业发展提供“粮食”保证, 而且随着对 其投资的加大,无疑也将带动气田所在地区经济的发展, 还由 于凝析油较轻, 如果长距离运输会产生大量的损耗,并不经济, 所以应以就近加工为主。预计今后新疆的炼化企业将会有长 足的发展, 这将带动边疆民族地区经济的进一步繁荣。
塔里木盆地是我国最大的内陆沉积盆地, 被天山、昆 仑山和阿尔金山所环绕。也许恰好与其地势相匹配, 塔里 木盆地油气资源量高达160 亿吨, 与松辽盆地、渤海湾盆 地并列为中国油气资源大于100 亿吨的三大盆地之一。 自1989 年塔里木石油大会战以来, 在新疆地区已相继 发现了牙哈、吉拉克、英买力、迪拉等13 个高压凝析气 田, 凝析油气当量近2.8 亿吨。2005 年年底, 塔里木盆地 已投入开发凝析气田5个, 累计建成天然气产能28.9 亿立 方米、凝析油产能118 万吨。目前, 仅牙哈凝析气田就日 产凝析油2190 吨、天然气373 万立方米, 可以保证向西气 东输管道日输气350 万立方米。
塔里木凝析气田的开发难度更大。第一, 凝析气埋 藏深, 在地下5000 米左右, 地层压力高达50兆帕以上 ( 500 个大气压) , 要求注气压力必须达到52 兆帕, 注气 能力达到350 万方/ 天, 而这样的注气压力和注气能力 国内首创、在国际上也屈指可数; 第二, 含蜡高, 而蜡会 随温度变化形态, 规律十分复杂, 目前国际上没有成熟 理论技术可以借鉴, 必须有新的理论和技术指导; 第三, 工艺技术复杂。需要解决钻井、完井, 高压条件下凝析 气的收集、输送, 高压循环注气系统设计、施工、运行 等一系列技术难题。 搞好凝析油气藏的高效开发一直是一项世界难题, 如果开采工艺和措施选择不当, 就会导致80%以上的凝 析油滞留地下采不出来, 造成巨大的资源浪费和经济损 失。
中国石油正在凭借一个领先国际的高端技术集群, 对海内外特殊油气田导入大规模的商业开发, 并在新 一轮国际油气竞争开启时处于优势地位。中国有望在 全球凝析油气田的开发上成为领跑者。
我国的凝析油利用现状及前景
（一）作为炼油原料
目前, 我国还没有专门加工凝析油的炼油装置, 一般采 取掺炼的方式进行加工。例如, 从1999年起, 金山石化、 扬子石化、镇海炼化开始加工平湖凝析油, 都是通过掺炼 的方式加工的, 金山、扬子掺平湖油的能力都在20 万吨/ 年以上。2002 年一季度, 扬子石化和天津石化分别购进 了BONTANG SENIPAH、HANDIL凝析油进行加工。